Лекции ГНВП ремонт 2 часть

Министерство энергетики РФ
Государственное образовательное учреждение
среднего профессионального образования
« Нижневартовский нефтяной техникум»











ОПОРНЫЙ КОНСПЕКТ

По курсу « На право руководства горными работами»

Раздел У1. Газонефтеводопроявления и открытые фонтаны
Часть 11
:
Составил:
Преподаватель КП НаумовН.В.














Нижневартовск 2004г.
Тема 5. Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений.

Понятие раннего обнаружения ГНВП.
Ранним обнаружением ГНВП считается обнаружение увеличения объема притока пластового флюида в ствол скважины не выше допустимой величины Vдоп , которую устанавливают равной 1/2 Vпр. , но не более 1.5м3. Расчет производится из условия недопущения в скважину объема флюида больше предельного во избежании разрушения устьевого оборудования, порыва колонны, гидроразрыва пород в интервалах негерметичности эксплуатационных колонн.

Основные признаки газонефтеводопроявлений
Перелив жидкости из скважины при отсутствии циркуляции.
Увеличение объема промывочной жидкости в приемных емкостях при бурении или промывке скважины.
Увеличение скорости потока промывочной жидкости из скважины при неизменной подаче насоса.
Уменьшение, по сравнению с расчетным, объема доливаемой жидкости при спуско-подъемных операциях.
Увеличение объема вытесняемой из скважины жидкости при спуске труб по сравнению с расчетным.
Снижение плотности жидкости при промывке скважины.
Повышенное газосодержание в жидкости глушения.
Снижение уровня столба раствора в скважине при технологических остановках или простоях

При надлежащем уровне организации работ подавляющее большинство своевременно обнаруженных газонефтеводопроявлений могут быть ликвидированы силами бригад освоения и ремонта скважин. В случае появления признаков газонефтеводопроявлений бригады освоения и ремонта скважин должны действовать в строгом соответствии с «Планом практических действий бригад освоения и ремонта скважин при возникновении газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов».
В то же время любое газонефтеводопроявление может привести к открытому фонтанированию скважины.
Первоочередные действия производственного персонала при возникновении газонефтеводопроявления.
Первый, заметивший ГНВП, немедленно предупреждает всех членов бригады.
Во всех случаях при возникновении ГНВП бурильщик (старший оператор) обязан принять неотложные меры по герметизации устья скважины, сообщить о случившемся в ЦИТС и установить дежурство у телефона.
Все работы на скважине после герметизации устья ведутся под руководством мастера или ответственного руководителя из числа ИТР по дополнительному плану.
Первоочередные действия производственного персонала при возникновении открытого фонтана.
Остановить двигатели внутреннего сгорания.
Отключить силовые и осветительные линии электропитания.
Отключить электроэнергию в загазованной зоне.
Потушить технические и бытовые топки, находящиеся вблизи скважины.
Прекратить в газоопасной зоне все огневые работы, курение, а также другие действия, способные вызвать искрообразование.
Обесточить все производственные объекты (трансформаторные будки, станки-качалки, газораспределительные пункты и т.д.), которые могут оказаться в газоопасной зоне.
Оповестить руководство предприятия, противофонтанной службы и пожарной охраны о возникновении открытого фонтана.
Прекратить движение на прилегающих к скважине подъездных дорогах к территории, установить предупреждающие знаки и посты охраны;
Прекратить все работы в опасной зоне и немедленно удалиться за ее пределы.
При возможном перемещении загазованности на другие объекты или населенные пункты принять меры по своевременному оповещению работников и населения.



Технические средства и приборы раннего обнаружения газонефтеводопроявлений


Оснащение бригад приборами и средствами для обнаружения ГНВП производится исходя из признаков ГНВП. Это-
Уровнемеры различных конструкций.
Расходомеры или приборы для определения скорости потока различных конструкций.
Приборы для определения плотности жидкости.
Приборы для определения изменения давления.
Приборы для определения изменения веса инструмента в скважине.


Тема 6. Ликвидация газонефтеводопроявлений. Методы и способы глушения газонефтеводопроявлений.

МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ДАВЛЕНИЙ И ЛИКВИДАЦИИ ПРОЯВЛЕНИЙ

Глушение скважин при газонефтеводопроявлениях произоводится вымывом на поверхность поступивших в скважину пластовых флюидов во время циркуляции и заполнением скважины буровым раствором, плотность которого обеспечивает необходимое превышение забойного давления над пластовым.
При этом необходимо, чтобы забойное давление в скважине в течение всего процесса циркуляции было постоянным и несколько превышало пластовое давление проявляющих пластов.
Проблема состоит в поисках методов постоянного контроля забойного давления в период ликвидации проявления.

Метод непосредственного контроля забойного давления

Этот метод основан на измерении давления непосредственно в затрубном пространстве скважины. По заранее расчитанной программе с помощъю дросселя изменяют избыточное давление в колонне таким образом, чтобы обеспечить стабильность необходимого забойного давления.
Точность метода зависит от точности изменения давления в кольцевом пространстве. Его преимуществом является то, что , зная ожидаемые давления в кольцевом пространстве, можно подготовиться для управления ими, а недостатком - то, что точную кривую противодавления невозможно построить даже при наличии связи с ЭВМ из-за многочисленных помех: непостоянства формы кольцевого пространства, изменений условий среды по мере подъема флюида с забоя скважины и многих других. поэтому этот метод в настоящее время не используется.

Метод косвенного контроля забойного давления
Изменение давления или плотности флюида в затрубном пространстве находит отражение на давлении в бурильных трубах. Так, если сильно прикрыть дроссель при циркуляции, то повысится давление в стояке. Поэтому появилась возможность косвенными методами контролировать забойное давление. Действительно, если при циркуляции с постоянной подачей насосов изменится плотность флюида в затрубном пространстве (например, снизится), это немедленно отразится на давлении в стояке - оно также снизится, так как плотность раствора в бурильных трубах постоянна. В случае, если с помощью дросселя восстановить начальное давление в бурильных трубах, то восстановится и значение забойного давления. Избыточное давление, созданное дросселем, Риз. компенсирует снижение плотности флюида в затрубном пространстве.
Таким образом, если при постоянной подаче насосов будет поддерживаться постоянное давление в бурильных трубах путем регулирования избыточного давления в колонне дросселированием, то в процессе всего глушения скважины будет поддерживаться п о с т о я н н о е з а б о й н о е давление.
Этот метод делает возможным не только контролирование забойного давления, но и управление им при вымыве вторгшихся пластовых флюидов, замене раствора в скважине более тяжелым и других операциях.
Особым преимуществом метода является то, что не нужно сложными математическими расчетами определять значение противодавления. Этот факт, а также краткость и простота обучения этому методу привели к быстрому его распространению.



Методы ликвидации проявлений

Метод уравновешенного пластового давления

В настоящее время в мировой практике существуют два основных метода ликвидации проявлений при бурении скважин. Первый предусматривает обеспечение постоянства забойного давления, по значению несколько превышающего пластовое, на протяжении всего процесса глушения проявлений. При использовании этого метода поступление флюида из пласта немедленно приостанавливают и предотвращают возможность его возобновления, пока скважина не будет полностью заглушена. Называется этот метод “методом уравновешенного пластового давления”. Имеется 4 способа его осуществления, связанные с подготовкой бурового раствора к глушению скважины и времени его закачивания.
1-ый способ , или способ “непрерывного глушения скважины”.
При этом способе скважину начинают глушить немедленно после ее закрытия при постоянном утяжелении бурового раствора, используемого для циркуляции, т.е. совмещают процесс вымыва пластового флюида с повышением плотности бурового раствора до значения, необходимого для равновесия в скважине.
Этот способ обеспечивает минимальное время нахождения устьевого оборудования под давлением , а при достаточно интенсивном утяжелении бурового раствора - и наиболее низкие давления в колонне при глушении.
Вследствие этого данный способ наиболее безопасный, но в то же время и наиболее сложный для обучения из-за необходимости построения графиков давления в бурильных трубах.

2-ой способ, или способ “ожидания и утяжеления”.
При этом способе после закрытия скважины предварительно утяжеляют необходимый объем бурового раствора до требуемой плотности в запасных емкостях, а затем проводят глушение.
Этот способ весьма опасен , поскольку всплывающий по затрубному пространству газ создает на устье скважины избыточное давление, что может привести к разрыву колонны или гидроразрыву пластов.
Кроме этого, скважина на какой-то период остается без циркуляции, что повышает вероятность прихвата бурильной колонны.

3-ий способ, или способ “двухстадийного глушения скважины”.
Вначале промывают скважину с противодавлением в целях очистки от пластовых флюидов - стадия в ы м ы в а пластового флюида.
Затем останавливают циркуляцию, увеличивают плотность бурового раствора в запасных емкостях и глушат скважину - стадия г л у ш е н и я.
Этот способ относительно безопасен, не требует построения графиков давления и нуждается в минимуме расчетов. Однако при его осуществлении создаются наибольшие давления в колонне. Нежелательным также является остановление промытой скважины без циркуляции в период утяжеления бурового раствора в запасных емкостях.

4-ый способ, или “двухстадийный, растянутый”.
Промывают скважину с противодавлением для очистки бурового раствора от пластовых флюидов, а затем постепенно увеличивают плотность циркулирующего бурового раствора без прекращения циркуляции.
Этот способ используется весьма редко, так как обладает недостатками всех трех предыдущих способов.
Практическое распространение при ликвидации проявлений методом “уравновешенного пластовог давления” нашли 1-ый и 3-ий способы , то есть “непрерывное глушение скважины” и “двухстадийное глушение скважины”.


Метод ступенчатого глушения скважины

Данный метод используется при глушении скважин в тех случаях, когда при закрытии скважины после выявления факта наличия проявлений или уже непосредственно в процессе глушения скважины давление в колонне (“перед дросселем”) станет превышать заранее определенное , максимально допустимое для самой колонны или гидроразрыва пород самого опасного участка ниже башмака колонны.

Технологические особенности ликвидации ГНВП
При ликвидации газопроявлений избыточное давление в колонне может стать выше допустимого предела уже в процессе глушения скважины, тогда дроссель приоткрывают, давление в колонне снижается, но одновременно происходит и нарушение равновесия в скважине - забойное давление становится ниже пластового. Флюид вновь поступает в скважину. Но так как пик давления в колонне обычно кратковременный, то через некоторое время создаются условия вновь прикрыть дроссель (вторая стадия) и промывать скважину до следующего пика давления , который обычно бывает слабее, и т.д. до тех пор, пока не станет возможным управлять скважиной - сумма гидростатического давления столба утяжеленного бурового раствора, смешанного с пластовым флюидом, и избыточного давления в колонне не станут равными пластовому давлению. Метод ступенчатого глушения скважины по сути дела является методом подготовки скважины к глушению одним из способов метода “уравновешенного пластового давления”.
Вымыв пластового флюида буровым раствором начальной плотности осуществляют сразу же после герметизации скважины. Следует убедиться, что соблюдается условие Р из.т + (Р ( Ргп - (gh т.е. при вымыве пластового флюида не произойдет гидроразрыва пласта. Однако, даже если это условие не соблюдается, следует приступить к вымыву пластового флюида с минимальной производительностью.
Промывку производят при выбранных подаче насосов и давлении в колонне бурильных труб.
Следят за тем, чтобы выходящий из скважины буровой раствор был полностью дегазирован перед тем, как закачать его в бурильные трубы.
На рис. 1 показана последовательность операции при глушении газопроявления в течение двух циклов циркуляции, формулы по определению давлений на забое, в бурильной и обсадной колоннах.
Вымыв флюида утяжеленным буровым раствором в течение одного цикла циркуляции. Давление на забое можно поддерживают постоянным путем непрерывного понижения давления в колонне, бурильных труб от Рн до Рк. Так как в условиях буровой это труднодостижимо, то фактически давление понижают по этапам, поддерживая его постоянным в промежутках между ними.
На рис. 2 показаны различные стадии этого способа с указанием давления колонне бурильных и обсадных труб (предполагается что пластовой флюид - газ, а промывку осуществляют утяжеленным буровым раствором).
Утяжеление бурового раствора и вымыв флюида в течение нескольких циклов. При вымыве флюида в течение нескольких циклов рассчитывают необходимые промежуточные давления циркуляции.
Увеличение плотности раствора от (I до (2 на любом цикле соответствует понижению давления (РI = РнI - Рн2 и его определяют по формуле :


Строят график зависимости давления в колонне бурильных труб от плотности бурового раствора ( рис. 2 ).
Зависимость давления на выкиде насоса от плотности бурового раствора.
Глушение осуществляется в течение 3-х циклов промывки при последовательном утяжелении бурового раствора от (н до (1 ,от (1 до (2 и от (2 до (к.
Для поддержания ритма работы в процессе утяжеления бурового раствора целесообразно увеличение плотности раствора производить введением одинакового количества утяжелителя на каждой стадии.
При отсутствии промывки скважину контролируют по давлению в бурильных трубах, поддерживая его постоянным и не допускают его роста выше Риз.т. + (Р установившегося сразу же после закрытия скважины.
Циркуляцию восстанавливают при том же давлении на насосе и расходе, которые были до ее прекращения.
Обнаружение притока пластового флюида по увеличению содержания газа в буровом растворе чаще всего свидетельствует о вскрытии пласта с низкой проницаемостью и высоким пластовым давлением. При этих условиях в случае герметизации скважины в короткий период времени разница между пластовым и забойным давлением не полностью передается на устье из-за вязкопластичных и вязкоупругих свойств буровых растворов. При слабых притоках глушение начинают путем промывки скважин с противодавлением в затрубном пространстве равным (Р. Продолжение выхода бурового раствора, содержащего газ, свидетельствует о недостаточном избыточном давлении в затрубном пространстве. Поэтому, последовательно повышают Риз.к на 1,0-1,5 МПа и продолжают промывку до тех пор, пока не прекратится выход газированного бурового раствора. Плотность бурового раствора для ликвидации проявления определяют по формуле :


,где Риз.к - избыточное давление в обсадном колонне во время промывок, при котором прекратилось поступление пластового флюида в скважину, Мпа ;
Рг.с.к. - гидравлическое сопротивление в затрубном пространствескважины, Мпа.

Допустимые давления в обсадной колонне при глушении ГНВП.

Давление на устье имеет два ограничения :
рабочее давление блока превенторов и устьевого оборудования или прочность последней обсадной колонны ;
давление гидроразрыва пласта ниже башмака последней обсадной колонны.
Вероятность гидроразрыва однородных пород наивысшая в наиболее слабом участке, т.е. в верхней части необсаженного ствола скважины.
В процессе вымыва газового флюида буровым раствором начальной плотности при поддержании постоянного давления на забое давление у башмака обсадной колонны или на любом участке:
а) возрастает пропорционально росту высоты столба газа в затрубном пространстве до тех пор, пока газ не достигнет этого участка;
б) понижается при прохождении газом этого участка;
в) остается постоянным после того, как газ прошел этот участок.
Указанное относится и к обсадной колонне, в которой могут иметь место слабые участки ( стык колонны, башмак, секция с наименьшей прочностью ).

Тема 7. Ликвидация газонефтеводопроявлений при нахождении инструмента на забое скважины.

МЕТОДИКА ДВУХСТАДИЙНОГО ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН

Напомним, что основной особенностью способа двухстадийного глушения скважины является принцип разделения работ на две четкие стадии - стадия вымыва флюида и стадия собственно глушения скважины. Для контроля за забойным давлением используют косвенные методы контроля, т.е. о нем судят по величине давления в бурильных трубах при постоянной подаче насоса. Поддерживая постоянное давление в бурильных трубах, путем изменения противодавления, создаваемого дросселем, обеспечивают постоянство забойного давления. На первой стадии не ставят цель заглушить скважину более тяжелым буровым раствором - цель иная - освободить затрубное пространство от флюида. Контролем успешно проведенной операции является выравнивание избыточных давлений в трубах и затрубном пространстве. По значениям этих давлений определяют, на сколько нужно утяжелить буровой раствор. При закачивании его в бурильные трубы вновь разбалансируется равенство гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве, поэтому давление в трубах по мере их заполнения снижают на значение избыточного давления, внося поправки на гидравлические сопротивления. Последующую замену бурового раствора в затрубном пространстве более тяжелым осуществляют при постоянном давлении в бурильных трубах.
Как на первой, так и на второй стадии постоянство давлений в бурильных трубах при его изменении обеспечивают различной степенью открытия или закрытия дросселя - при росте давления его приоткрывают, при снижении - прикрывают. Давление в затрубном пространстве может свободно меняться до тех пор, пока оно не превысит максимально допустимое. Следует также учитывать, что давление в бурильных трубах не реагирует немедленно на изменение противодавления. Скорость передачи давления составляет примерно 150 м/с и на глубоких скважинах составляет значительную величину.
Рассмотрим теперь последовательность операций и общие правила их осуществления.
При выявлении наличия ГНВП необходимо как можно скорее закрыть скважину. Существует много способов раннего обнаружения проявлений. Но если возникает вопрос, проявляет скважина или нет, необходимо отключить насос и проверить наличие перелива из скважины. Если перелив есть, но имеется сомнение о его причине, следует закрыть скважину и проверить наличие давления в бурильной колонне.
Следует помнить, что чем больше пластового флюида поступило в скважину, тем труднее при больших давлениях ее будет глушить. Теоретически максимальное давление в колонне при глушении газопроявления повышается на квадратный корень объема проявления. Например, при проявлении в 16 м.куб давление в два раза выше максимального давления в колонне на поверхности при проявлении в 4 м. куб.
Поэтому при получении сигнала о наличии проявления немедленно:
Остановите работу.
Поднимите рабочую трубку так, чтобы замковое соединение не находилось в зоне плашек превентора.
Остановите насос (цементировочный агрегат).
Откройте задвижки на линии, ведущей к открытым дросселям или в желоб.
Закройте превентор.
Медленно закройте дроссель или задвижку на выкиде превентора, следя при этом, чтобы давление в обсадной колонне не превышало допустимое давление разрыва труб или гидроразрыва пород.
Следующей операцией является регистрация давлений.
Дайте возможность и время избыточным давлениям в бурильных трубах и затрубном пространстве стабилизироваться. Для этого требуется не более 5-10 минут . Затрачивать больше времени на замер избыточных давлений не допускается, так как в случае газопроявлений всплывающая газовая пачка будет вносить значительные погрешности.
Запишите:
Избыточное давление в бурильной колонне Риз.т.
Избыточное давление в затрубном пространстве Риз.к.
Увеличение объема раствора в приемной емкости Vo. Vo является объемом проявления и в дальнейшем используется для расчета максимально ожидаемых давлений в затрубном пространстве при глушении скважин.
Если давление в бурильных трубах при закрытой скважине медленно, но непрерывно растет, это может вызываться или низкой проницаемостью проявляющих горизонтов, или поднимающимися по стволу газом.
В случае наличия в бурильных трубах обратного клапана Риз. т можно определить косвенно, закачивая с малой подачей (0,5 - 1 л/с) раствор в бурильные трубы с помощью цементировочного агрегата.
При закрытой скважине индикаторами забойных условий являются манометры давления в бурильных трубах и затрубном пространстве. Избыточное давление в затрубном пространстве Риз.к обычно больше Риз.т, так как плотность пластовых флюидов обычно легче бурового раствора ; поэтому столб загрязненного раствора создает меньшее противодавление на пласт.

Выбор подачи насосов и давления глушения скважины.
После замера и регистрации Риз.к, Риз.т необходимо немедленно приступить к циркуляции бурового раствора. При этом возникают два вопроса: с какой подачей и какое поддерживать давление в бурильных трубах, прямо связанное с величиной создаваемого противодавления.
Во время глушения скважины обычно используется пониженная подача насоса (насосов), равная половине подачи при углублении скважины.
Достигается это разными путями - уменьшением числа одновременно работающих насосов, числа ходов насоса в минуту (при дизельном приводе), сменой цилиндровых втулок и др.
“Половинная скорость” подачи обычно приемлема , поскольку создает пониженные нагрузки на насосы (повышается вероятность их безотказной работы), дизеля , снижает гидравлические потери. Она также позволяет иметь значительный запас по давлению в бурильных трубах, реализация которого может потребоваться в процессе глушения. Низкая подача насосов позволяет более точно регулировать плотность бурового раствора и дает так же время на принятие решения при использовании регулируемого дросселя.
Однако следует заметить , что правило использования половинной подачи насосов не является абсолютным. В принципе можно использовать любую подачу, но при этом нужно знать гидравлические сопротивления в скважине при циркуляции в период предшествующий проявлению.
Значение гидравлических сопротивлений Рг.c берется по данным углубления скважины, которую необходимо ежедневно регистрировать в специальной карточке.
Если при глушении скважины выбрана другая подача насоса (насосов), то давление
P”r.с=1,1 Рr.c n.кв,

где Рr.c - давление при промывке скважины во время бурения с подачей насосов (Q1, л/с),кгс/см.кв;
n- отношение выбранной подачи насосов Q2 к имевшей место при бурении
n=Q2/Q1.
Стадия 1. Начальное давление в бурильных трубах при глушении скважины Рн устанавливается двумя путями.
Рн определяют расчетным путем. Оно равно давлению в бурильных трубах при закрытой скважине (Риз.т) плюс гидравлические сопротивления в системе Рг.с при выбранной подаче насосов плюс 5-:10 кгс\см.кв. для поддержания некоторого превышения забойного давления над пластовым.
Рн=Риз.т+Р”r.с+5 10 кгс/см.кв.

Практически устанавливают начальное давление циркуляции Рн следующим образом. Одновременно с пуском насоса (с выбранной подачей) приоткрывают дроссель. Затем степень его открытия регулируют таким образом, чтобы давление в бурильных трубах стало равным расчетному.
Начальное давление циркуляции Рн устанавливается опытным путем. Этот метод обычно используется , когда точно неизвестны ни подача насоса, ни соответствующие ей гидравлические потери в системе.
После регистрации давлений Риз.т Риз.к начинают закачивать в трубы буровой раствор с подачей, при которой решено глушить скважину ( обычно 1/2 подачи при бурении).
Одновременно с пуском насоса по мере роста вызванного этим давления в затрубном пространстве открывают регулируемый дроссель, чтобы противодавление превышало имевшееся в нем давление Риз.к на 5-10 кгс/см.кв.
Регистрируют давление в бурильных трубах при установившейся постоянной подаче насоса (насосов). Это и есть начальное давление глушения скважины Рн.
На процедуру по пуску насоса, установлению соответствующего противодавления и регистрации давления в трубах должен расходоваться минимум времени - до 5мин. В этом его недостаток. Преимуществом данного метода установления Рн является отсутствие необходимости заранее знать или расчитывать гидравлические сопротивления.
З а п о м н и т е! При двухстадийном способе глушения скважины начальное давление в бурильных трубах Рн поддерживается п о с т о я н н ы м при п о с т о я н н о й подаче насоса ( насосов) в течение всей первой стадии- вымыва флюида. Противодавление в колонне Риз.к свободно меняют с помощью дросселя так, чтобы обеспечить это условие. Риз.к может быть любым, но не должно превышать максимально допустимого давления [Риз.к].
Теоретически одного цикла циркуляции достаточно для вымыва пластового флюида. Однако вполне возможно, что циркуляцию будет необходимо продолжить в течение 2-3 циклов. Контролем успешно законченных работ первой стадии глушения скважины является равенство избыточных давлений в трубах и затрубном пространстве при остановленной циркуляции и закрытой скважине.
С т а д и я 2. Подготовка к осуществлению II стадии глушения (кроме работ 1 стадии) заключается в повышении плотности бурового раствора до значения, необходимого для восстановления равновесия в скважине.
При циркуляции бурового раствора во время, предшествующее началу проявления, плотность раствора известна, поэтому, зная Риз.т, можно рассчитать пластовое давление проявляющего горизонта.

Рпл=pн*Н*0,1+Риз.т

Теперь легко определить и необходимую плотность раствора для восстановления равновесия в скважине
pк=pн + Риз.т .
Н 0,1
В целях обеспечения некоторого превышения забойного давления над пластовым плотность раствора увеличивают на значение уp. Величина yp выбирается согласно “Единым техническим правилам ведения работ при бурении нефтяных и газовых скважин.”
Тогда pк=pн + Риз.т +yp.
Н 0,1
При этом обязательно, чтобы
pк < [p] r.q
где q - объем 1 м затрубного пространства, в зоне нахождения флюида, м.куб.

МЕТОДИКА НЕПРЕРЫВНОГО ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН

При ликвидации газовых и газожидкостных проявлений существует возможность глушения скважин в один цикл циркуляции при меньшем избыточным давлении в колонне. Это достигается при использовании способа непрерывного глушения скважин.
Ниже даны некоторые необходимые пояснения.
Все необходимые для глушения скважины параметры Q, Рн,Рк, рк определяют по тем же зависимостям , что и в “двухстадийном” способ. Так же ведут работы по закрытию скважины, замерам Риз.т, Риз.к и др.
Разница состоит в процедуре выхода на конечное давление циркуляции , т.е. на п о с т о я н н о е давление в бурильных трубах, при котором ликвидируют проявление.
Существует два варианта.
Основной. Для его осуществления необходимы некоторые построения.
В графике “Рабочего листка глушения скважины” на вертикальной оси наносят точки, соответствующие подсчитанным Рн и Рк, и соединяют их прямой линией.
В графике “а” этого графика откладывают значение плотности бурового раствора от pн до pк, через равномерные интервалы значения плотности.
В графы “б” и “в” вносят фактический объем закачанного в скважину бурового раствора Vф при котором плотность достигла соответствующей величены, и объем закачанного в скважину бурового раствора + объем бурильных труб Vб.т. Величина Vф + Vб.т показывает объем закачанного раствора, при котором раствор данной плотности докачен к долоту.
Если при глушении скважины расчеты заполнения труб и затрубного пространства ведут по времени закачки или по числу двойных ходов насоса, то в графы “б” и “в” вносят соответсвенно фактическое время, при котором плотность достигла указанной в соответсвующей графе величины (или суммарное число ходов), и фактическое время закачки (число ходов) + время (число ходов), необходимое для заполнения бурильных труб при выбранной подаче насоса.
Графы “б” и “в” заполняют непосредственно в период глушения скважины по мере увеличения плотности буровог раствора, что позволяет в каждый момент времени приблизительно определить среднюю плотность бурового раствора в бурильных трубах. Допустим, что при достижении плотности раствора р8 в скважину было закачено V8 м.куб. раствора. Тогда в графе “в” находим равную V8 сумму Vi + Vб.т и соответствущую ей плотность , т.е. определяем , какой плотности раствор находится в д а н н о е время у долота. Принимая положение, что утяжеление идет равномерно, можно определить, что средняя плотность бурового раствора в трубах равна (р8+рt)/2. По этой величине находят в графе “а”соответствующую этой частности плотность. Затем на графике изменения давления определяют, к а к и е н е о б х о д и м о поддерживать давления в бурильных трубах после закачки V8 м.куб. бурового раствора. На рисунке показано, что V8 равно V4+Vб.т. Среднее значение между р8 и р4 равно р6, значит давление в бурильных трубах надо поддерживать равным Р6.
Когда объем закачанного раствора меньше объема бурильных труб, среднее значение плотности раствора в бурильных трубах определяют как среднее между рн и рi - фактически достигнутое. В конце закачки во время заполнения бурильных труб раствором плотностью рк процедура определения средней плотности (и, значит, текущего давления в трубах) сводится к осреднению рк с тем рi, которому в данное время соответствует (Vi + Vб.т), равное по величине общему объему закачки.
После выхода на режим глушения с постоянным давлением дальнейшие работы при ликвидации проявления способом непрерывного глушения скважин ведутся аналогично двухстадийному способу глушения. Графики изменения давления в трубном и затрубном пространстве показаны на рисунке.
Весьма распространен вариант способа непрерывного глушения скважины, когда закачивают имеющийся в запасе утяжеленный буровой раствор сразу после закрытия скважины. Этот способ одинаков со способом “ожидания и утяжеления”, но отличается от него отсутствием фазы “ожидания”, когда скважина закрыта без промывки, а газ всплывает по затрубному пространству, внося погрешности в определение пластового, забойного и другие помехи.
При осуществлении этого способа характер изменений давления от Рн к Рк определяют расчетным путем и с помощью графика в “Рабочем листке по глушению скважин”.
Конечное (постоянное) давление циркуляции можно определить и опытным путем. Делается это так же , как и при двухстадийном способе: во время закачки утяжеленного бурового раствора, равного обьему бурильных труб, давление в затрубном пространстве держат постоянным. После прокачки Vб.т фиксируют давление в бурильных трубах, которое и принимают равным рк. Процедура эта очень простая, но осуществлять ее при ликвидации газопроявлений нужно крайне осторожно, так как прокачиваемый без расширения газ может внести существенные помехи, во время определения Рк. Этот метод определения Рк не рекомендуется для малогабаритных глубоких скважин и в случае газопроявлений с небольшой глубины. В этом случае используют расчетный метод определения Рк.


Тема 8. Технико-технологические требования по предупреждению газонефтеводопроявлений.

В целях предупреждения нефтегазопроявления при текущем и капитальном ремонте нефтяных, газовых и нагнетательных скважин до и во время их ремонта необходимо создать противодавление на продуктивный пласт жидкостью определенного удельного веса - "жидкость глушения", свойства которой должны отвечать следующим требованиям:

жидкость для глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами;

фильтрат жидкости для глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы при любом значении рН пластовой воды;

жидкость для глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0.1 мм/год;

жидкость для глушения должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях;

жидкость для глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной;

жидкость для глушения должна быть технологична в приготовлении и использовании;

содержание мех. примесей в жидкости для глушения не должно быть не более 100 мг/л, при этом размер частиц должен быть не более 0.02 мм.

Существующие способы глушения скважин основаны на применении двух видов жидкостей или их сочетаний.

1 способ – глушение жидкостями на водной основе:
- подтоварной водой (технической);
- водными растворами неорганических солей (хлористый натрий, хлористый
магний, хлористый кальций, хлористый калий);
- сеноманской водой.

2 способ - глушение жидкостями на углеводородной основе (обратные
эмульсии)

3 способ - объединяет преимущества двух первых способов глушения, включает в себя комбинированное применение обратной эмульсии и минерализованной воды. Технология основана на естественным осаждением на забой, в интервале перфорации, более тяжелой обратной эмульсии по сравнению со скважинной жидкостью, после чего производится промывка минерализованной водой необходимой плотности.
Плотность обратной эмульсии 1060 - 1350 кг/м3. На месторождениях Западной Сибири рекомендуется использовать составы обратной эмульсии на СаСl2. Объем обратной эмульсии 3-6 м3.
Существуют два пути повышения качества жидкости глушения на водной основе: использование солей обратных ПАВ, или добавка ПАВ в солевые растворы. Это связано с тем, что при глушении скважин солевым раствором (при проникновении его в продуктивный пласт) происходит снижение фазовой проницаемости для нефти, в результате увеличиваются сроки освоения и вывода скважин на рабочий режим, снижаются дебиты и послеремонтный период эксплуатации, что обуславливает значительный недобор нефти.
Технология глушения скважин жидкостями на углеводородной основе (обратными эмульсиями) позволяет избежать многих недостатков жидкостей глушения на водной основе. Низкая фильтруемость обратных эмульсий в пласт, надежная стабилизация водной дисперсной фазы ПАВ, эмульгаторами и стабилизаторами, исключает негативное влияние на продуктивный пласт. Наоборот, фильтрация дисперсной среды (нефти, легких нефтепродуктов в смеси с ПАВ) в призабойную зону пласта положительно действует на нефтяной пласт.


Определение плотности жидкости глушения.

2.1. Плотности жидкости для глушения скважин рассчитывается в зависимости от величины пластового давления и расстояния до ВНК по вертикали (в практике работ до кровли пласта), указанных в плане на ремонт скважины. Погрешность в расчетах на кровлю пласта незначительна и составляет менее 0.1%.

(формула 1)

где: (жг - плотность жидкости глушения, г/см3;
Рпл - текущее пластовое давление, атм;
Кз - коэффициент запаса, равный 1.10;
Н - глубина скважина до кровли пласта или ВНК, м.

Коэффициент запаса (величиной 10 от расчетной плотности жидкости глушения) предусматривается для создания противодавления на пласт в целях предотвращения самоизлива скважины - от непредвиденных и неконтролируемых факторов во время ремонта скважины, а также недостаточной точности замера пластового давления.
Для скважин с обводненностью продукции 80% и более и газовым фактором не более 100 м3/м3 допускается уменьшение коэффициента запаса 5%.
Для скважин, в которых вскрыто несколько пластов с разными пластовыми давлениями и расстоянием между ними более 50 м, в расчетах принимается величина расстояния до кровли пласта (ВНК) с более высоким пластовым давлением. При этом для предотвращения поглощения жидкости пластом с меньшим пластовым давлением, первый объем жидкости глушения (3-5 м3) должен быть загущен полиакриламидом или КМЦ.
При отсутствии достоверных данных о текущем пластовом давлении, не позднее, чем за трое суток до ремонта скважины оно должно быть определено.
На скважинах механизированного фонда (не с аномально низким пластовым давлением) - с помощью избыточного давления, которое замеряется после полной замены скважинной жидкости жидкостью глушения или промывочной и отстоя скважины в течение не менее 24 часов. Текущее пластовое давление, при этом, рассчитывается по формуле:

(формула 2)

где: Ризб - избыточное давление на устье скважины, атм.

На фонтанных скважинах текущее пластовое давление замеряется глубинным манометром.
Для глушения, в ОАО "Томскнефть" ВНК, используются следующие жидкости глушения:


Вид жидкости глушения

Плотность, г/см3



Сеноманская вода
Пластовая вода
Раствор хлористого натрия
Раствор Хлористого кальция

До 1.03
– 1.05
1.05 – 1.18
1.18 – 1.30



Количество реагента (NaCl, CaCl2), требующегося для приготовления необходимого объема жидкости глушения определенной плотности, рассчитывается по формуле:

(формула 3)

где: Мр - количество реагента, кг;
(р - удельный вес реагента, г/см3
((жг - удельный вес жидкости глушения,
г/см3
(в - удельный вес воды, используемой для приготовления
жидкости глушения, г/см3
Vр - требуемый объем жидкости глушения, м3

Удельные веса NaCl - 2,15 г/cм3 (2 150 кг/м3)
CaCl2 - 2,20 г/см3 (2 200 кг/м3)

При приготовлении жидкости глушения можно
пользоваться данными, приведенными в
"Приложение-1".
Не допускается отклонение величины плотности жидкости глушения от расчетной более чем на + 0.02 г/см3.






опускаемые отклонения плотности жидкости глушения.






Глубина скважины, м
Допустимые отклонения при плотности
жидкости глушения, кг/м2



До 1300
1300-1800
более 1800

До 1 200
20
15
10

До 2 600
10
10
5

До 4 000
5
5
5



Расчет объема жидкости и количества циклов глушения
с кважины.

Объем жидкости для глушения скважины и количество циклов глушения определяется расчетным путем в зависимости от глубины скважины до середины интервала перфорации, диаметров эксплуатационной колонны и НКТ, объема спущенных в скважину штанг.
Общий объем жидкости для глушения скважины рассчитывается по формуле:

(формула 4)

где: Vэк=((D2/4)xH;

Н - глубина скважины до цементного моста,
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны.
VэкО - объем эксплуатационной колонны, с учетом спущенного подземного оборудования.

Примечание: Для практических расчетов, в связи с многообразием диаметров эксплуатационных колонн, а иногда и отсутствием данных по толщине стенки эксплуатационной колонны предлагается:
- внутренний диаметр э/к d-127 мм считать равным 113 мм (толщина стенки 7мм);
- внутренний диаметр э/к d-146 мм считать равным 130 мм (толщина стенки 8 мм);
- внутренний диаметр э/к d-168.3 м считать равным 152.3 мм (толщина стенки 8 мм).
Формула определяющая объем жидкости
вытесняемой металлом НКТ (без учета муфт):

где : dнкт-dнктВ- соответственно внешний и внутренний диаметр НКТ,
Нсн - глубина спуска насоса, м.

Формула, определяющая объем жидкости,
вытесняемой металлом штанг:



Средневзвешенный диаметр штанг определяется:

dштСр=((dшт1 х h1) + (dшт2 х h2) + (dшт3 х h3)/Hсп

где: dшт1, h1 ... диаметры и длины ступеней колонны
штанг.

Объем 1 цикла глушения должен соответствовать объему между внутренним диаметром э/к и внешним НКТ до глубины спуска насоса. Объем 1 цикла определяется по формуле:

Количество циклов определяется:

Кц=VэкО/V1ц

Так как количество циклов глушения определяемое по вышеприведенной формуле всегда будет дробным, а объем последнего цикла глушения, при округлении в меньшую сторону, всегда был большим, что не обеспечивало качественного глушения на последней стадии и перерасход жидкости глушения вводится следующая методика расчетов объемов последующих циклов.

При 2.5 Кц = 2 объема второго цикла вычисляется по формуле:

V2ц=VэкО-V1ц+3, м3

При 3.5 Кц = 2.5 объем третьего цикла вычисляется по формуле:

V3ц=V1ц+3, м3

объем второго цикла

V2ц=VэкО=V1ц-V3ц,м3;

При Кц 3.5 объем четвертого и второго циклов глушения вычисляется по формуле:

V4ц=V1ц+3; V2ц=V1ц,

объем третьего цикла вычисляется по формуле:

V3ц=VэкО-V1ц-V2ц-V4ц, м3.


Подготовительные работы к глушению скважины.

- Останавливается скважина, производится ее разрядка, проверяется исправность запорной арматуры.
- Определяется величина текущего пластового давления.
- Производится расчет необходимой плотности жидкости глушения и материалов для ее приготовления.
- Готовится требуемый объем жидкости глушения соответствующей плотности с учетом аварийного запаса.
- Расставляются агрегат и автоцистерны, производится обвязка оборудования и гидроиспытание нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое в 1.5 раза. Нагнетательная линия оборудуется обратным клапаном.
- Проверятся наличие циркуляции в скважине, и принимается решение о категории ремонта.

Технология глушения скважины.

- Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения заканчивается через НКТ, при обратном - в затрубное пространство.
- Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.
- Расход жидкости глушения должен выбираться большим, чем производительность скважины, путем регулирования скорости закачки или штуцированием задвижки - для создания противодавления на пласт.
- Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости недопустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляется при ее прокачивании на поглощение.
- При глушении скважины в два и более циклов время отстоя скважины, необходимое для замещения раствора, определяется по формуле.

to 1.2 n-1 = Hз1.2 n-1-Hж1.2n-1 (формула 8)
V отн

где: Vотн – относительная скорость жидкости глушения и скважинной жидкости в условиях отстоя (равная 70 м/час для нефти плотностью 0.81 г/см3 и воды плотностью 1.0 г/см3);
Нж1.2n-1 – высота столба закаченной жидкости (приведенная к внутреннему объему эксплуатационной колонны) при первом и последующих циклах глушения, м;
Нз1.2n-1 – высота замещения скважинной жидкости – жидкостью глушения (взятая от низа спущенного в скважину оборудования Нсп до границы раздела скважинной жидкости и жидкости глушения. При первом цикле глушения – до башмака скважины), м;
tо – продолжительность отстоя, час.

Нж1.2n-1=Vжг1.2n-1
Vэк1 (формула 9)

Относительная скорость замещения скважинной жидкости – жидкостью глушения, при разном соотношении их плотностей, может быть определена по графику приведенному в «Приложении 3».

Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины (п.3.2. Формула 4).

- При глушении скважин с высоким газовым фактором (более 200 м3/м3, и с пластами имеющими поглощающие интервалы должна предусматриваться закачка в зону фильтра буферной пачки загущенной жидкости или ВУС. При интенсивном поглощении используются нефтеводо – кислоторастворимые наполнители – кольматанты с последующим восстановлением проницаемости ПЗП.


- Глушение фонтанных и нагнетательных скважин.

- В фонтанных скважинах НКТ спускается до интервала перфорации или на 10-30 м выше его. Поэтому, для замещения скважинной жидкости на жидкость глушения в этих скважинах, достаточно одного цикла глушения выполненного путем закачки жидкости глушения в НКТ (прямой способ).

- Глушение фонтанных (газлифтных) и нагнетательных скважин производят, при условии выхода циркуляции жидкости глушения, с противодавлением ( в пределах допустимого для данной эксплуатационной колоны) – достаточным для прекращения работы пласта. Величина противодавления регулируется задвижкой на затрубном пространстве, при этом, давление в линии отвода скважинной жидкости (выкидная линия) не должно превышать 30 кг/см2.

- К концу глушения скважины давление прокачки необходимо постепенно снижать путем открытия задвижки на затрубном пространстве или уменьшения производительности насоса.

- Глушение скважин, оборудованных насосами.

- Глушение скважин, оборудованных ЭЦН и ШГН, производят в два и более приемов (циклов) после остановки скважинного насоса и сбития циркуляционного клапана (ЭЦН) или откидывания головки балансира у станка-качалки.

- Скважину после первого и последующих циклов глушения оставляют на отстой, на время, рассчитанное по формуле 8.

- Количество выполненных циклов, время отстоя, и объем прокаченной жидкости глушения должны соответствовать расчетным значениям, указанным в плане-задании на глушение скважины.

- Глушение скважин с аномально низким пластовым давлением.

- Глушение скважин с аномально низким пластовым давлением производится сеноманской или подтоварной водой без создания противодавления на пласт.

- Для предотвращения ухудшения притока жидкости из пласта к закачиваемой в скважину воде добавляются химреагенты (КМЦ, ПЭО, ПАВ). Добавку указанных и других химреагентов производить по специальным методикам.

- Приготовление жидкости глушения с добавкой химреагентов необходимо производить путем интенсивного их перемешивания.

- Закачку жидкости глушения в скважину с добавкой химреагентов осуществлять при первом цикле глушения.

- Меры безопасности при глушении скважин.

-Глушение скважины может быть начато только после оформления двухстороннего акта о приеме скважины в ремонт (мастер бригады КРС(ТРС) и представитель ПДНГ, ЦППД).

- Глушение скважины производится по заданию мастера КРС (ТРС). Проведение глушения скважины без плана ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

- Глушение скважин производится, как правило, в светлое время суток. В особых случаях глушение может быть произведено в ночное время при обеспечении освещенности скважины не менее 26 люк.

- Площадка размером 40х40 м, на которой устанавливаются агрегаты, должна быть освобождена от посторонних предметов, зимой от снега.

- Перед глушением необходимо проверить: исправность всех задвижек и фланцевых соединений на устьевом оборудовании; наличие протока жидкости по выкидной линии от скважины до замерной установки и при его отсутствии работы на скважине прекратить до выяснения и устранения причин.

- Промывочный агрегат и автоцистерны следует располагать с наветренной стороны на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. При этом кабина агрегата и автоцистерн должны быть обращены в сторону противоположную от устья скважины, выхлопные трубы агрегата и автоцистерн должны быть оборудованы искрогасителями, расстояние между ними должно быть не менее 1.5 м.
Промывочный агрегат, кроме того, должен быть оборудован предохранительным и обратным клапанами.

- В процессе глушения скважины ЗАПРЕЩАЕТСЯ крепление каких-либо узлов агрегата или обвязки устья скважины и трубопроводов. Должен быть обеспечен постоянный контроль: за показаниями манометров, за линией обвязки, за местонахождением людей. Манометры должны быть установлены на прокачивающем агрегате и выкидной линии скважины.

- При глушении скважин давление прокачки жидкости глушения не должно превышать давления опрессовки эксплуатационной колонны данной скважины.

- Разборку промывочной линии следует начинать только после снижения давления в линии нагнетания до атмосферного. При этом задвижка на фонтанной арматуре со стороны скважины должна быть закрыта.

- После окончания работ по глушению скважины задвижки должны быть закрыты, территория вокруг скважины очищена, заглушенная скважина должна находиться в ожидании ремонта не более 36 часов.
При более длительном простое скважины в ожидании ремонта, скважина должна быть заглушена повторно до начала ремонтных работ.

- После окончания всех работ по глушению скважины составляется «Акт на глушение скважины».
В акте на глушение скважины должно быть указано:

дата глушения скважины;
удельный вес жидкости глушения;
объем жидкости глушения по циклам;
время начала и окончания циклов глушения;
начальное и конечное давление прокачки жидкости глушения.

- «Акт на глушение скважины» подписывается (с указанием удельного веса и объема жидкости глушения), лицом производившим глушение скважины, мастером бригады КРС и машинистом агрегата.

Тема 9. Противовыбросовое оборудование, применяемое для предупреждения газонефтеводопроявлений

Общие положения

Монтаж противовыбросового оборудования должен производится в соответствии со схемой обвязки устья скважины, которая определяется из геолого-технических условий; технической документацией (технический паспорт, технические условия или инструкция по эксплуатации); соответствующих правил; схем и ГОСТов при освоении, текущем и капитальном ремонте и в соответствии с положениями настоящей инструкции. Выбранная схема должна быть указана в плане работ на ремонт (освоение) скважины.
В процессе работ допускается переход от одной схемы обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием к другой. Все изменения должны указываться в плане работ.
К работе по монтажу и эксплуатации допускаются работники, прошедшие подготовку по курсу “Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП”.
Устьевое оборудование и превентора должны собираться из узлов и деталей заводского изготовления, должны иметь паспорта и быть опрессованы на пробное давление.
Периодичность проверки ПВО в условиях базы-- гидравлическая опрессовка на рабочее давление-через 6 месяцев. Дефектоскопия –один раз в год. После проведения проверки составляется акт.
Устье скважины с установленным ПВО, должно быть обвязано с доливной емкостью.
При температуре воздуха ниже –10оС превентора должны быть обеспечены обогревом.
Для подъема превенторов на высоту должны использоваться стропы соответсвующей грузоподъемности (вес ПВО указывается в техническом паспорте), прошедшие испытание и имеющие соответсвующую маркировку.



II.Подготовительные работы к монтажу ПВО.
Произвести планировку территории вокруг скважины для предотвращения возможных разливов технологических жидкостей.
Провести инструктаж с членами бригадами по безопасному ведению работ с записью в журнале.
Смонтировать подъемник и рабочую площадку согласно технических условий и требований ОТ и ТБ.
Собрать и подготовить к работе линии обвязки (выкидные и глушения) для закачки технологических жидкостей в скважину и сброса флюида коллектор.
Проверить центровку мачты относительно устья скважины.
Перед демонтажем фонтанной арматуры необходимо убедится в отсутствии избыточного давления в трубном и межтрубном пространствах скважины.
Подготовить запорную компоновку (или аварийную трубу с шаровым краном), опрессованную на рабочее давление ПВО. Наружный диаметр дистанционного патрубка запорной компоновки или аварийной трубы должен соответствовать типоразмеру трубных плашек превентора. При использовании разно размерных труб обязательно наличие переходного переводника. Произвести визуальный осмотр. Запорная компоновка должна быть чистой, без снега и льда, не иметь вмятин, трещин и т.п.. Полировка уплотнительной головки УГУ-2, входящей в состав запорной компоновки, не должна иметь вмятин, задиров, трещин.
Запорная компоновка должна находится на рабочей площадке, иметь свободный доступ к ней и защищена от попадания грязи и брызгов.
Подготовить противыбросовое оборудование, очистить фланцы и канавки фланцевых соединений, произвести визуальный осмотр. Корпус превентора не должен иметь вмятин, задиров, трещин. Штоки штурвалов не должны быть погнуты и свободно вращаться.


Схемы обвязки устья скважины
Схема обвязки устья скважин №1

Схема применяется при работах на скважинах с пластовым давлением, не превышающем

















гидростатическое, когда сохраняется возможность нефтегазопроявления.
При работе с универсальным герметизатором устья
УГУ-2) для предотвращения нефтегазопроявления через трубы должна применяться запорная компоновка, представленная на схеме (поз.8), к которой предъявляются следующие
требования:
шаровой кран запорной компоновки должен находиться в открытом положении.
закрытие шарового крана производится после закрытия плашечных затворов.
длина дистанционного патрубка должна быть определена с расчетом , чтобы круговой паз герметизирующей муфты был на уровне затвора (в случае отсутствия центратора).
При работах, связанных со сменой электроцентробежных насосов, на площадке должно находиться устройство для рубки кабеля. Рубка кабеля в случае нефтегазопроявления должна быть произведена в непосредственной близости от клямсы.
При монтаже по схеме №1 для того, чтобы предотвратить работы по демонтажу АПР при возникновении ГНВП рекомендуется применять УГУ-2-140.

Схема обвязки устья скважины №2

Схема применяется при работах, связанных с освоением, капитальным и текущим ремонтом скважин с пластовым давлением, равным и превышающим гидростатическое.
Компоновка противовыбросового оборудования содержит один превентор, оборудованный плашками под диаметр применяемых бурильных или насосно-компрессорных труб.
При работах, связанных со сменой электроцентробежных насосов, на площадке должно находиться устройство для рубки кабеля. Рубка кабеля в случае нефтегазопроявления должна быть произведена в непосредственной близости от клямсы.
Специально для скважин с ЭЦН возможно применение трубно-кабельного превентора заводского изготовления, исключающего рубку кабеля при нефтегазопроявлении (только при использовании кабеля плоского сечения типа КППБПС).
Управление превентором производится непосредственно на устье скважины. Рабочая площадка должна обеспечивать удобный и беспрепятственный доступ к штурвалам превентора.



















Схема обвязки устья скважины №3

Схема применяется при перфорации, воздействии на пласт ПГД и других работах, связанных со спуском геофизического кабеля, при работе на газовых скважинах, скважинах с газовым фактором более 200м3/ м3
Данная схема является комбинированной, предусматривающей работу по подъему и спуску НКТ и бурильных труб по схеме №2.
Перед началом геофизических работ скважина должна быть оборудована по схеме №3, после чего производится проверка на герметичность монтажа с составлением акта. После окончания геофизических работ оборудование устья скважины противовыбросовым оборудованием должно быть приведено в соответствие со схемой №2.
Компоновка противовыбросового оборудования должна содержать два
превентора. Нижний превентор оборудуется глухими плашками, верхний превентор - плашками под диаметр применяемых бурильных или насосно-компрессорных труб. Превентор с трубными плашками оборудуется дистанционным управлением.


Монтаж ПВО.

Демонтировать фонтанную арматуру, проверить состояние уплотнительных колец и канавок фланцевых соединений.
При работе по схеме 1 на крестовину (или через переходную катушку) монтируется уплотнительная головка. Герметизирующая муфта входит в состав запорной компоновки и должна находится на рабочей площадке.
При выборе схемы №2 превентор с трубными плашками монтируется на крестовину (или через переходную катушку). Плашки должны соответствовать диаметру дистанционного патрубка запорной компоновки.
При выборе схемы обвязки ПВО с двумя превенторами сначала монтируется превентор с глухими плашками, на него устанавливается превентор с трубными плашками. При этом превентор с трубными плашками оборудуется дистанционным управлением посредством тяг длиной не менее 10м, выполненных из труб диаметром 73мм. Перед штурвалами должна быть информация о направлении вращения и количестве оборотов для закрытия –открытия превентора и метки показывающие полное открытие и закрытие плашек превентора.
Допускается по согласованию с противофонтанной службой для проведения прострелочно-взрывных работ в колонне с последующим демонтажем установка верхнего превентора с глухими плашками и продолжения работ с одним превентором (кроме скважин 1-ой категории). В этом случае повторная опрессовка оставшегося в обвязке превентора не требуется.
Профиль уплотнительных колец фланцев должен соответствовать профилю канавок на фланцах фонтанной арматуры и противовыбросового оборудования. Кольца и канавки должны быть очищены быть очищены от льда и грязи и при установке ПВО плотно входить друг в друга.
Присоединение ПВО к крестовине фонтанной арматуры производится на все шпильки, при этом гайки должны быть навернуты так, чтобы после наворота гайки на шпильке оставалось 2-3 витка резьбы. Затяжка их производится крест-накрест.
После монтажа противовыбросового оборудования скважина опрессовывается технической водой на максимально ожидаемое давление, но не выше опрессовки эксплуатационной колонны.
После монтажа противовыбросового оборудования на скважине с перфорированной или негерметичной колонной ПВО опрессовывается на давление не менее3,0 МПа. Давление опрессовки определяется, исходя из технического состояния и приемистости скважины и указывается в плане работ.
Результаты опрессовки оформляются актом.

V. Эксплуатация

Должен быть обеспечен свободный доступ к устью скважины для обслуживания ПВО.
Перед началом смены необходимо проводить проверку затяжки фланцевых соединений и контроль технического состояния подвижных элементов (проверка на легкость открытия-закрытия). Результаты проверки необходимо занести в журнал проверки оборудования. Не реже одного раза в декаду производится контрольная проверка противовыбросового оборудования мастером бригады. Результаты проверки заносятся в журнал проверки оборудования.
При необходимости замены плашек следует руководствоваться рекомендациями завода – изготовителя, отраженными в паспорте на превентор. Работы производятся под руководством специалиста – механика по противовыбросовому оборудованию.
После замены плашек или узлов превентора непосредственно на устье скважины необходимо превенторную установку опрессовать на давление опрессовки колонны (п.2.9.16 ПБ НГП) или на давление указанное в плане работ, но не ниже 30 кг/см2.
Периодичность проверки плашечных превенторов :
- гидравлическая опрессовка - через каждые 6 месяцев
- дефектоскопия - один раз в год.

Запрещается:
Производить удары по корпусу ПВО с целью очистки поверхности от грязи и льда.
Проводить сварочно-ремонтные работы соединительных швов на корпусе;
Обогревать элементы превентора открытым огнем.
Расхаживать или вращать колонну насосно-компрессорных труб или бурильных труб, не допускается нагрузка на плашки более 20т.











Универсальный герметизатор устья

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ИЗДЕЛИИ

Универсальный герметизатор устья ( далее - герметизатор ) УГУ-2, предназначен для герметизации устья нефтегазовых скважин, задавленных жидкостью, при ремонте и освоении в целях предупреждения выбросов при внезапном нефтегазопроявлении.
1.2. Герметизатор предназначен для работы в умеренном и холодном макроклиматических районов по ГОСТ 16350-80. Климатическое исполнение герметизатора - ХЛI по ГОСТ 15150-69/

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Основные параметры и размеры приведены в таблице 1.

Таблица 1



Показатели





Исполнение У Г У - 2





140х14
140х21
120х14
120х21

Проходное сечение,мм

Давление, Мпа (кгс/кв.см)
рабочее
пробное

Габаритные размеры, мм
не более
головки уплотнительной
муфты герметизирующей

Масса, кг, не более
головки уплотнительной
муфты герметизирующей

Масса герметизатора в
комплекте, кг, не более

140(120)* 140(120)* 120(110)* 120(110)*


14 (140) 21 (210) 14 ( 140) 21 (210)
28 (280) 42 (420) 28 (280) 42 (420)



408 х 395 х 304 408 х 395 х 304
d 140 х 272 d 128 х 272


101 106
15 11


189 193



проходное сечение, указанное в скобках должно обеспечиваться сменным центратором, поставляемым в комплекте с герметизатором.
2.2. Рабочая среда - продукт нефтегазовых скважин с содержанием механических примесей в количестве не более 0,5% по объему, с суммарным содержанием СО и HS до 0,003%, с объемным содержанием пластовых вод до 99%, а также вода ( сеноманская, пластовая, поотоварная ) с содержанием механических примесей не более 25 мг/л, и размером твердых частиц не более 0,1 мм.
2.3. Температура рабочей среды - плюс 2 - плюс 120 град.С
2.4. Температура окружающей среды - минус 45 - плюс 35 град.С
количество крепежей отверстий на фланце - 12;
диаметр крепежных отверстий фланца, мм - 40.


СОСТАВ И КОМПЛЕКТ ПОСТАВКИ

3.1. В состав герметизатора входит головка уплотнительная, муфта герметизирующая, комплект инструмента и принадлежностей, комплект сменных частей, комплект запасных частей, настоящий паспорт и инструкция по эксплуатации.
3.2. Комплект поставки приведен в таблице 2.


УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ

4.1. Герметизатор УГУ-2 (см. Приложение 1) состоит из уплотнительной головки 1 и герметизирующей муфты 2. В уплотнительную головку входит : корпус 10, сменное кольцо фланцевое 11, центратор сменный 13, кольцо опорное 9, уплотнитель резиновый 8, обойма 7, фланец верхний 4, соединенный на резьбе с корпусом и зафиксированный к нему стопорным винтом 3. В пазах фланца верхнего 4, размещены плашечные затворы 5, снабженные телескопическими винтами6. Бухты винтов 6, заключены в разъемные опоры 14, прикрепленные к фланцу верхнему болтами. К плашечным затворам укреплены указатели, показываюшие исходное положение затворов.
4.2. Герметизирующая муфта (см. приложение 3), на резьбе, включена в состав запорной компоновки для перекрытия начала труб. Компоновка, в подготовленном состоянии, должна находиться рядом со скважиной, в месте, указанном планом работ по подземному или капитальному ремонту.


4.3. При необходимости герметизации устья скважины в случае появления признаков нефтегазопроявления, а также при длительных перерывах в работе, запорную компоновку необходимо присоединить к колонне труб НКТ. Натяжением колонны труб клиновой захват гидроротора освобождается и снимается, с помощью извлекателя из гидроротора вынимается центрирующая втулка. Спуском герметизирующей муфты до посадки на центратор ( d 120 мм ) она будет сопряжена с резиновым уплотнителем 8, с обеспечением автоматической герметизации затрубного пространства. Поворотом рукоятки крана перекрывается канал колонны труб.
4.4. Для предупреждения выброса труб из скважины - вращением телескопических винтов 6, плашечные затворы 5 вводятся в крутовой паз герметизирующей муфты и страхуют ее от движения вверх.
4.5. При сменном центраторе 13 с проходом 140 мм, посадка запорной компоновки производиться на гиророторе с помощью опорного кольца, при этом дистационный патрубок должен иметь высоту, при которой круговой паз герметизирующей муфты 2 будет находиться на уровне плащечных затворов 5.

Превентор плашечный малогабаритный
НАЗНАЧЕНИЕ

Превентор плашечный малогабаритный ППМ-125x25 (далее ППМ) предназначен для предотвращения и ликвидации нефтегазопроявлений ( далее - НГВП ) путем герметизации устья скважины при ппроведении аварийных работ.

ППМ обеспечивает герметизацию устья при наличии в стволе скважины насосно-компрессорных труб ( ГОСТ 633-80 ) диаметром 33, 42, 48, 60, 73, 89 мм, геофизического грузонесущего кабеля ( ГОСТ 6020-82 ) диаметром 6,3 ...... 16 мм, либо их отсутствии.
ППМ предназначен для эксплуатации в макроклиматических районах с умеренным и холодным климатом по ГОСТ 16350-80, климатическое исполнение - УЧЛ, категория размещения - I по ГОСТ 15150-69.
Примечание. Нижнее значение температуры окружающего воздуха должно быть не ниже -10С. При более низкой температуре окружающего воздуха необходимо производить искусственную терморегуляцию, например укрытием корпуса ППМ теплоизоляционным материалом.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Диаметр проходного отверстия, мм........................25
Рабочее давление, Мпа (кгс/см2)............................25(250)
Пробное давление корпуса, Мпа (кгс/см2)............50(500)
Пробное давление герметизации элементов, Мпа кгс/см2)...32(320)
Диаметр уплотняемых труб, мм (при установке соответствующих типоразмеров сменных уплотнителей в корпус плашек)..33,42,48,60,73,89
Конструктивные особенности :
установка в корпус плашки глухового уплотнителя позволяет герметизировать скважину при отсутствии верхней трубы, либо при наличии грузонесущего геофизического кабеля диаметром 6,3 - 16,0мм (ГОСТ 6020-82) ;
установка в корпусе превентора сменных элементов центратора (соответствующих типоразмеру унистняемых труб) позврляет обеспечивать устьевую труб относительно ствола скважины
Рабочая среда ................................. нефть, газ, газоконденсат,
вода, раствор СаСl2,
буровой раствор и их смеси
Температура рабочей среды ........ от минус 10С до плюс 100С
Присоединительные размеры, мм
наружный диаметр .......................................................395
диаметр расположения шпилечных отверстий.........325
диаметр и количество шпилечных отверстий............39x12
средний диаметр уплотнительной канавки ................205
Габаритные размеры при закрытых плашках, мм :
длина.................................................................................1170
ширина ............................................................................395
высота...............................................................................508
Масса...................................................................................400

СОСТАВ И КОМПЛЕКТНОСТЬ

ППМ состоит из следующих основных узлов и деталей (рис. 3.1.): цилиндра корпуса 1, плашки 6, сменного уплотнителя 7, обоймы центратора 17, сменных вкладышей 18, штока 8, уплотнительной гайки 11, штурвала 16.

УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ

Корпус ППМ (см.рис.3.1.) выполнен в виде крестовины сварного исполнения, который включает : цилиндр 1, верхний патрубок 2, нижний патрубок 3, присоединительные фланцы 4 и 5.
Внутри цилиндра 1 подвижно установлены плашки 6 гуммированные маслобензостойкой резиной. В корпусе плашки, в зависимости от диаметра герметизируемых труб, устанавливаются уплотнители 7 соответствующего типоразмера. Задняя часть корпуса плашки 6 имеет «Т» - образный паз для соединения с головкой штока 8 через кольцо 9. С целью исключения попорота в нижней части корпуса плашки выполнен шпоночный паз, взаимодействующий со штифтами 10, жестко связанные с цилиндром 1. Перемещение штока осуществляется через уплотнительную гайку 11, жестко установленную относительно цилиндра 1, поджимной крышкой 12 и установочного штифта 13. Уплотнение гайки 11 относительно цилиндра 1 осуществляется резиновыми кольцами 14 круглого сечения, а относительно штока 8, резиновыми самоуплотняющимися манжнтами15. Вращение штока 8 осуществляется штурвалом 16.
Обеспечение устьевой соооности опускаемых труб относительно ствола скважины достигается установкой центратора в проходном отверстии корпуса ППМ.
Центратор состоит из обоймы центратора 17, связанной с патрубком 2 резьбовым соединением и вкладышом 18 соответствующего типоразмера.
Закрывается и открывается превентор вращением штурвалов 16 соответственно по часовой и против часовой стрелки. При закрытии превентора герметизация устья скважины осуществляется принудительным выдавливанием резины головкой штока 8 через подвижно установленный в корпусе плашки диск 19.
В случае перехода на другой диаметр труб смену и установку соответствующего типоразмера уплотнителя 7 и вкладышей 18 производят в следующей последовательности (см.рис.3.1.и рис.7.1.):
закрывают трубные плашки устьевого превентора (стандартное ПВО) ;
вращением штурвала 16 против стрелки отводят плашки 6 до упора в крайнее положение ;
отворачивают крышку 12 и вместе с гайкой 11 извлекают плашки 6 ;
после установки соответствующего типоразмера уплотнителя 7, сборку производят в обратной последовательности ;
производят демонтаж вышестоящего аварийного оборудования для обеспечения доступа по смене вкладышей центратора 18, необходимого типоразмера. Для этого ввернуть обойму 17 и извлечь наружу, придерживая рукой вкладыш центратора 18 от случайного его выпадания в скважину ;
после установки в гнездо обоймы 17 вкладышей 18, соответствующего типоразмера, операцию установки повторяют в обратной последовательности ;
производят монтаж верхней части аварийного оборудования и продолжают работы по намеченному плану.

И Н С Т Р У К Ц И Я
по применению запорной компоновки к малогабаритному превентору

Запорная компоновка предназначена для перекрытия канала насосно-компрессорных и бурильных труб при использовании в качестве ПВО малогабаритного превентора в процессе освоения, текущего и капитального ремонта скважин. Применение данной запорной компоновки допускается на скважинах с ожидаемым давлением на буфере не более 14 Мпа.
Запорная компоновка является универсальной и состоит из подъемного патрубка изготовленного из НКТ О89, О73 мм, пробкового проходного крана КППС-65x140xл, рабочей трубы (О73мм, О89мм) с длиной гладкой части не менее 1500мм, переводника под диаметр применяемых насосоно-компрессорных или бурильных труб. Длина переводника не регламентируется, фланцы и шпильки для крепления необходимо изготавливать из стали марки 45xн или 45xа. Наличие сварных соединений между патрубками НКТ и фланцами не допускается.

Применение рабочей трубы ((73мм, (89мм) обусловлено необходимостью избежать смены плашек превентора в процессе работы с комбинированным лифтом НКТ.
При работе, на скважине, запорная компоновка должна находиться на приемных мостках или рабочей площадке, кран должен находиться в открытом положении. В процессе работы должен быть установлен переводник под диаметр применяемых труб, а в случае комбинированного лифта рядом находится дополнительный переводник, под диаметр следующей ступени лифта. При смене диаметра поднимаемых из скважины труб необходимо произвести смену переводника.
Верхняя часть запорной компоновки (подъемный патрубок, КППС) должны быть окрашены в красный цвет. Окраска рабочей трубы не допускается. На запорной компоновке должен быть выбит номер, который указывается в паспорте.
Перед сдачей запорной компоновки в бригады освоения и ремонта скважин изделие должно быть подвергнуто испытанию опрессовкой на величину пробного давления пробкового крана КППС-65x140хл. Время испытания не менее 10 мин. Результаты испытания заносятся в паспорт на изделие.
Периодически, не реже одного раза в квартал, запорная компоновка совместно с превентором проходит испытания в ЦБПО, с занесением в паспорт проверок.
При перерывах в работе, связанных с оставлением устья скважины, запорная компоновка должна быть навернута на трубы находящиеся в скважине, разгружена на элеватор устанавливаемый под верхнюю муфту рабочего патрубка запорной компоновки. После этого должны быть закрыты превентор и кран КППС с запорной компоновки.



Для регулирования давления применяется специальные задвижки – дроссельные задвижки (см. схему). Дроссельные задвижки могут быть ручного управления и дистанционного через гидравлическую систему.


ЛИТЕРАТУРА:

Малов Е.А., Дадонов Ю.А., Ефименко В.И. и др. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. РД 08-200-98.-Москва.-1998.
Блохин О.А., Иогансен К.В., Рымчук Д.В. Предупреждение возникновения и безопасная ликвидация открытых газовых фонтанов. М.: Недра, 1991.
Дадонов Ю.А., Ефименко В.И. и др. Инструкция по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности. РД 08-254-98.-Москва.-1999.
Кутепов А.И., Василенко В.И., Нагайцев В.Ф. Методические указания по обучению рабочих бригад бурения и ремонта скважин первоочередным действиям при газонефтепроявлениях.
Москва.-1986.
Бабаян Э.В., Горский В.Т. Методика обучения по курсу "Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях", Краснодар, 1988.
Правила ведения ремонтных работ в скважинах, РД 153-39-023-97, Москва, 1998.
Кутепов А.И., Кателла С.А., Федотов И.И. и др. Справочник-каталог по оборудованию и
инструменту для предупреждения и ликвидации фонтанов. М.: Недра, 1981.
Бабаян Э.В., Куксов А.К., Валик А.П. Технология управления скважиной при
газонефтеводопроявлениях в различных горно-геологических условиях. РД 39-0147009-544-
87, Краснодар, ВНИИКРнефть, 1988.
Терентьев Ю.Г., Куксов А.К., Росяной Ю.С., Старьков В.Ф. Методика глушения скважин
при газонефтеводопроявлениях. Краснодар, ВНИИКРнефть, 1984.
Мнацаканов А.В., Акатьев В.А. Инструкция по одновременному производству буровых работ, освоению и эксплуатации скважин на кусте. М., 1996.
Информационные письма об открытых фонтанах и газонефтеводопроявлениях, произошедших на месторождениях Западной Сибири. Сургут-16, 1993-1998. ЗСПФВЧ
Инструкция по плану практических действий бригад освоения и ремонта скважин при возникновении нефтегазопроявлений и открытых фонтанов. Стрежевой 1997. ОАО"ТН" .
Инструкция по предупреждению возникновения нефтегазоводопроявлений и открытых фонтанов при освоении и испытании, капитальном и текущем ремонте нефтяных и газовых скважин. Сургут, 1996, ЗСПФВЧ.
Схемы обвязки устья скважин противовыбросовым оборудованием при бурении скважин и освоении, текущем и капитальном ремонте скважин. Стрежевой, 1999, предприятия ОАО"ТН" ВНК.
Паспорт и инструкции по монтажу и эксплуатации ППМ, ПМТК, ПМШ, КШН, КОПС, ПМТ. НПП"Сиббурмаш".
Паспорт и инструкции по монтажу и эксплуатации УГУ-2, лубрикатора, переводной катушки. Стрежевой, ОАО"ТН" ВНК
Shaffer A Varco Company. Модель универсального превентора с болтовым креплением крышки. 1995.
Shaffer A Varco Company. Штуцерный манифольд для глушения скважин. Руководство по эксплуатации. 1996.
Shaffer A Varco Company. Противовыбросовый превентор с ручным и гидравлическим приводом, 1994.
Shaffer A Varco Company. Установка для капитального ремонта скважин. 1996.





13 EMBED PBrush 1415









Контроль скважины. Управление скважиной при ГНВП.

. 13 PAGE 141915



















Превентор с трубными плашками

Превентор
с глухими
плашками



Схема №3 монтажа
противовыбросового оборудования

Запорная компоновка

(РI = ( ((н - (к )/ ((к - (н)( ((2 - (1)


(к = (н + ( ( Риз.к + Рг.с.к. + (Р ) 10( / gН(


Противовыбросовое оборудование

Схема монтажа
противовыбросового оборудования

уплотнительная головка

Запорная компановка с герметизирующей муфтой

(жг=Кз х (Рпл х 102) / (Н х 9.81)

Рпл = ((Н х (жг)/10)+Ризб

Мр=((р х ((жг-(в)хVр х 10)/( (р-(в)

Vжг=VэкО+3м3=Vэк-Vнкт-Vшт+3м3

Vнкт=(((dнкт2-dнктВ2)/4)хНсн


Vшт=((dшт Ср2/4)хНсп



V1ц=((DэкВн2-dнкт2)/4)хНсп, м3


13 EMBED PlayerFrameClass 1415

Схема №1 монтажа ПВО на устье скважины

16 13 14 9 19 6

4 17 18

11 5 12 15 8 10 7

2

1

12

3











13 EMBED PBrush 1415

13 EMBED PBrush 1415











Root Entry

Приложенные файлы

  • doc 14809091
    Размер файла: 2 MB Загрузок: 0

Добавить комментарий